趙 杰 謝 娟 趙 磊 羅玲莉 薛錦善 張正淳

(①中國石油華北石油管理局有限公司河北儲(chǔ)氣庫分公司；②中國石油華北油田公司第四采油廠測(cè)試大隊(duì))

0 引 言

21世紀(jì)以來，中國天然氣工業(yè)發(fā)展駛?cè)肟燔嚨?，伴隨而來的是國內(nèi)天然氣消費(fèi)市場(chǎng)規(guī)模急劇擴(kuò)大，全國的季節(jié)儲(chǔ)氣與調(diào)峰需求趨勢(shì)凸顯。地下儲(chǔ)氣庫日益成為天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中不可或缺且行之有效的可靠調(diào)峰和儲(chǔ)備手段之一，是繼國家長(zhǎng)輸管道業(yè)務(wù)之后有效解決上游天然氣資源區(qū)和下游天然氣消費(fèi)區(qū)分離的新的重要途徑之一[1-3]。

地處華北平原的Y 22儲(chǔ)氣庫肩負(fù)著京津冀地區(qū)冬季應(yīng)急調(diào)峰的職能。隨著近年天然氣市場(chǎng)用氣量的逐步擴(kuò)大，出現(xiàn)了儲(chǔ)氣庫調(diào)峰能力不足的問題，引發(fā)的“氣荒”現(xiàn)象也時(shí)有發(fā)生。國內(nèi)除了加緊建設(shè)新儲(chǔ)氣庫外，比較現(xiàn)實(shí)的做法就是對(duì)現(xiàn)有儲(chǔ)氣庫進(jìn)行擴(kuò)容達(dá)產(chǎn)和達(dá)容達(dá)產(chǎn)改造升級(jí)，不斷提高儲(chǔ)氣庫工作氣量，解決能源持續(xù)安全供應(yīng)問題。Y 22含硫化氫地下儲(chǔ)氣庫雖經(jīng)歷了10個(gè)注采運(yùn)行周期，仍然面臨達(dá)容達(dá)產(chǎn)運(yùn)行問題，為此，開展該庫的達(dá)容達(dá)產(chǎn)制約因素及對(duì)策研究，旨在提高整體運(yùn)行效能，推動(dòng)庫達(dá)容達(dá)產(chǎn)進(jìn)程。

1 運(yùn)行現(xiàn)狀

1.1 運(yùn)行流程簡(jiǎn)況

Y 22儲(chǔ)氣庫為華北地區(qū)試采階段的含硫氣藏(帶油環(huán)、底水、含硫化氫的潛山凝析氣藏)改建而成，是我國第一座由碳酸鹽巖底水氣藏改建的季節(jié)調(diào)峰型儲(chǔ)氣庫[2-4]。本庫氣源為國家陜京天然氣管網(wǎng)陜京二線天然氣，經(jīng)下游永清分輸站注入氣庫。陜京天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)則由陜京一線、陜京二線、陜京三線和港清復(fù)線，以及多項(xiàng)陜京天然氣管網(wǎng)應(yīng)急工程等組成，共設(shè)有5座壓氣站、6座儲(chǔ)氣庫和29個(gè)站庫。陜京輸氣系統(tǒng)氣源主要來自塔里木、長(zhǎng)慶及中亞天然氣[2,5]。

陜京二線天然氣由永清分輸站經(jīng)天然氣雙向輸送管道輸送至J 58集注站，在集注站內(nèi)經(jīng)過濾分離、增壓后輸至井場(chǎng)，注入地下(注氣期：每年4月初至10月底)；用氣旺季(采氣期：11月15日至轉(zhuǎn)年3月14日，共120 d)進(jìn)行采氣，注采井采出的天然氣經(jīng)脫水、脫烴及脫硫處理后通過天然氣雙向輸送管道返輸至永清分輸站，進(jìn)陜京二線或永京管道。

1.2 達(dá)容達(dá)產(chǎn)情況

該庫于2010年12月投產(chǎn)，已運(yùn)行10個(gè)注采周期，共有5口注采井投入運(yùn)行，截至2020年6月24日累計(jì)注氣11.69×108m3，累計(jì)采氣10.42×108m3，累計(jì)產(chǎn)油11.05×104t，累計(jì)產(chǎn)水4.4×104m3。最大注氣242.29×104m3/d，最大采氣236.82×104m3/d，呈現(xiàn)流體多相混出特點(diǎn)。實(shí)際運(yùn)行的庫容量與工作氣量及設(shè)計(jì)尚存一定差距，實(shí)際運(yùn)行庫容最高僅為7.35×108m3(設(shè)計(jì)庫容7.4×108m3)，實(shí)際運(yùn)行工作氣量最高僅為1.44×108m3(設(shè)計(jì)工作氣量3.0×108m3),反映為庫基本達(dá)容未達(dá)產(chǎn)運(yùn)行狀態(tài)。

2 主要影響因素

2.1 原始?xì)獠刂辛蚧瘹錃怏w含量較高

據(jù)Y 22氣藏老井試采中流體取樣監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，天然氣相對(duì)密度平均為0.68左右，甲烷(C1)體積分?jǐn)?shù)大于80%，含硫化氫，氣藏原始硫化氫質(zhì)量濃度為570～1 300 mg/m3[2-4]。在注采運(yùn)行中，采用美國生產(chǎn)的丹尼爾色譜分析儀進(jìn)行入庫原料氣組分檢測(cè)，其中甲烷體積分?jǐn)?shù)為94.378 4%，不含硫化氫(上游輸來的天然氣已凈化處理)，為干氣，滿足GB 17820-2018標(biāo)準(zhǔn)[6]。然而，采出氣由于地層原始濕氣與注入干氣發(fā)生的平衡期(注氣期和采氣期以外時(shí)段)混合效應(yīng)，不同階段采出的天然氣中則不同程度含有硫化氫氣體。

2.1.1 注采井采出氣硫化氫含量

據(jù)注采井采出天然氣樣品數(shù)據(jù)分析，證實(shí)該潛山氣藏不同構(gòu)造部位儲(chǔ)集層采出天然氣中仍富存硫化氫氣體，如注采井H 2-5井在采氣末期天然氣中硫化氫質(zhì)量濃度為1 100 mg/m3(表1)，總體反映為地層富含硫化氫型氣藏特征[2-3]。注采井采出氣若不脫硫，則均不能滿足GB 17820-2018標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)該庫達(dá)產(chǎn)造成影響。

表1 Y 22儲(chǔ)氣庫注采井采氣期天然氣中硫化氫質(zhì)量濃度mg/m3

2.1.2 多周期采出混合氣硫化氫變化特點(diǎn)

按照GB/T 13609-2017標(biāo)準(zhǔn)要求，通過對(duì)庫脫硫塔前各注采井采出混合氣樣分析，反映出采出混合氣硫化氫質(zhì)量濃度由歷史最高的1 124 mg/m3降至目前的541.3 mg/m3(均為入脫硫塔前未進(jìn)行脫硫的源自單井產(chǎn)出的混合氣體監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù))。但是，多周期監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)證實(shí)地層中仍富存硫化氫氣體。單周期采氣運(yùn)行時(shí),表現(xiàn)為采出氣體中硫化氫含量呈現(xiàn)上升趨勢(shì),即初期(干氣含量高)低、末期(地層原始濕氣比例高)高。而多周期采氣運(yùn)行時(shí),硫化氫含量受多周期地層原始濕氣與注入氣置換效應(yīng)作用的影響而呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。其中, 2015-2016年因受鄰井作業(yè)影響(未注氣只采氣),采出氣為原始地層氣,整個(gè)周期內(nèi)硫化氫含量均處于高位值[2-3](圖1)。

圖1 Y 22儲(chǔ)氣庫入塔前混合氣多周期運(yùn)行中平均硫化氫質(zhì)量濃度變化趨勢(shì)

2.2 脫硫工藝裝填方式尚存不足

Y 22儲(chǔ)氣庫共有兩套脫硫塔裝置，每套塔分為2組，共計(jì)8塔，組與組之間只能并聯(lián)運(yùn)行，每組內(nèi)2塔可串可并。在采氣期依據(jù)采氣量，通過脫硫塔內(nèi)裝填氧化鐵脫硫劑的籠統(tǒng)裝填方式，實(shí)現(xiàn)常溫下氧化鐵與采出天然氣中的硫化氫氣體化學(xué)反應(yīng)，完成采出天然氣脫硫。但是 Y 22儲(chǔ)氣庫為含油凝析氣藏，從凝析氣藏中采出的天然氣首先經(jīng)過三相分離器后達(dá)到分離氣體中游離的凝析油及水，在經(jīng)分離后還會(huì)殘留一部分的水與凝析油，這部分油水混合物進(jìn)入后續(xù)脫硫工藝流程勢(shì)必會(huì)對(duì)脫硫劑產(chǎn)生污染，容易造成脫硫劑的板結(jié)或泥化(圖2)，降低了脫硫劑的使用壽命，而使脫硫劑的使用周期嚴(yán)重縮短[2-3]，制約庫達(dá)產(chǎn)運(yùn)行。

圖2 Y 22儲(chǔ)氣庫脫硫劑反應(yīng)后的形態(tài)

2.3 注采循環(huán)輪次及采氣強(qiáng)度不足

本庫設(shè)計(jì)運(yùn)行地層壓力區(qū)間為17～31.35 MPa，多周期運(yùn)行中，在運(yùn)行初期的2010-2011年注采周期，注氣末和采氣末地層壓力值均居中，偏離儲(chǔ)氣庫設(shè)計(jì)上、下限地層壓力值明顯，注采氣強(qiáng)度不足，為摸索運(yùn)行階段。之后注采周期注氣末地層壓力均達(dá)上限壓力(圖3)，2019年庫注氣末平衡期靜壓測(cè)試值平均為32.85 MPa。但是，2015-2016年注采周期受鄰井井下作業(yè)影響未實(shí)施注氣，而只采氣，注采輪次不足，地層出現(xiàn)階段虧空，反映出注采不平衡特點(diǎn)(圖3)。

采氣強(qiáng)度不足，主要表現(xiàn)為庫多周期采氣運(yùn)行末期地層壓力均未達(dá)到庫原始設(shè)計(jì)下限壓力，實(shí)測(cè)庫靜壓值均在20.0 MPa以上(圖3)，即使在2015-2016年注采周期未注氣強(qiáng)采氣末期，靜壓測(cè)試值也高達(dá)22.80 MPa，均高于庫設(shè)計(jì)下限壓力值17.0 MPa。總體揭示出該庫采氣強(qiáng)度不足，致使工作氣量受限，達(dá)產(chǎn)進(jìn)程緩慢。

圖3 Y 22儲(chǔ)氣庫多周期運(yùn)行注/采氣末地層壓力柱狀圖

2.4 注采井網(wǎng)控制程度低

據(jù)該庫注采井不同采氣階段氣體樣品化驗(yàn)結(jié)果得知，氣庫西部H 2-1-H 2-4井采出天然氣中硫化氫質(zhì)量濃度平均值為90～570 mg/m3，而東部H 2-5井天然氣中硫化氫質(zhì)量濃度則較高，平均值為848.2 8 mg/m3，其中，2017-2018年注采周期、2018-2019年注采周期采氣末期天然氣中硫化氫質(zhì)量濃度為1 077～1 167 mg/m3(表2)，均高于西部H 2-1-H 2-4井，H 2-5井采出天然氣更接近原始地層流體，表明氣庫東部井控程度不足。

另據(jù)Y 22儲(chǔ)氣庫注采井多周期運(yùn)行油氣比及產(chǎn)油量數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，東部H 2-5井油氣比值變化規(guī)律較西部H 2-1-H 2-4井略有不同，以采出氣藏原始地層流體為主，產(chǎn)出凝析油量多(圖4a)，油氣比較高(圖4b)。反映東部注入的干氣置換地層濕氣效果整體仍較差，置換效率低，證實(shí)該庫東部井網(wǎng)控制程度低，注采井網(wǎng)尚不完善，已制約庫高效運(yùn)行。

表2 Y 22儲(chǔ)氣庫單井采出氣硫化氫質(zhì)量濃度

2.5 局部底水錐進(jìn)造成注采井水淹停產(chǎn)

Y 22儲(chǔ)氣庫主要生產(chǎn)層位為奧陶系峰峰組與上馬家溝組，巖性由白云巖和灰?guī)r構(gòu)成，儲(chǔ)集層埋深約2 860 m。儲(chǔ)集空間有構(gòu)造縫、溶洞、晶間孔等，以構(gòu)造微細(xì)裂縫和孔隙發(fā)育為主。原始油氣界面為3 190 m，油水界面為3 240 m[2-4]。由于Y 22氣藏碳酸鹽巖儲(chǔ)集層裂縫發(fā)育，具有非均質(zhì)性強(qiáng)及底水塊狀氣藏特點(diǎn)，油水關(guān)系復(fù)雜。同時(shí)，受多周期高低壓交變載荷交互循環(huán)式注氣采氣，注采井井筒內(nèi)發(fā)生流體“大吞大吐”式進(jìn)出雙向流動(dòng)特點(diǎn)，采氣期單井存在底水錐進(jìn)水淹風(fēng)險(xiǎn)[3-4,7]，底水侵入氣藏后地層水水侵量占據(jù)主要部分孔隙空間，可動(dòng)含氣孔隙體積大幅減小。如Y 22儲(chǔ)氣庫注采井H 2-1井因底水錐進(jìn)而發(fā)生水淹后出現(xiàn)“能注氣不能采氣”水淹停采問題。

H 2-1井于2010 年投產(chǎn)，2010-2015年采氣期產(chǎn)凝析水，整體運(yùn)行狀況較好。但2015-2016年注采周期的采氣末期產(chǎn)地層水，產(chǎn)水量由初期的平均5.6 m3/d上升到后期的56 m3/d。于2016年3月調(diào)峰結(jié)束實(shí)測(cè)井底壓力時(shí)井筒未積液，反映井筒狀態(tài)良好[3-4]。2016年4月H 2-1井開井注氣，全年階段注氣5 837×104m3，地層壓力由注氣前的22.89 MPa上漲至31.02 MPa，測(cè)壓仍未發(fā)現(xiàn)井筒積液。

2016年12月27日，在Y 22儲(chǔ)氣庫階段采氣4 381×104m3、地層壓力下降1.9 MPa 情況下，該井開井后未自噴連續(xù)生產(chǎn)，測(cè)試井筒液面為819 m，嘗試多次開井無效，井筒流體取樣化驗(yàn)證實(shí)井筒積液為地層水(礦化度達(dá)27 260 mg/L)[3-4]，地層水錐進(jìn)造成本井整個(gè)采氣期未生產(chǎn)，使庫達(dá)產(chǎn)運(yùn)行效率降低。

圖4 Y 22儲(chǔ)氣庫注采井多周期運(yùn)行產(chǎn)油量及油氣比變化圖

3 工藝技術(shù)改進(jìn)對(duì)策

3.1 加密動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)

為避免Y 22儲(chǔ)氣庫注采運(yùn)行過程中底水影響，并及時(shí)掌握庫地下壓力參數(shù)變化和不同采氣階段流體性質(zhì)，加密庫動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)則是重要有效手段。主要包括儲(chǔ)氣庫常規(guī)運(yùn)行參數(shù)的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)、地層壓力監(jiān)測(cè)(含油氣水界面監(jiān)測(cè))和流體性質(zhì)監(jiān)測(cè)。

3.1.1 常規(guī)運(yùn)行參數(shù)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)

儲(chǔ)氣庫主要監(jiān)測(cè)的運(yùn)行參數(shù)有：注氣期注采井壓力溫度監(jiān)測(cè)，包括注氣量，壓縮機(jī)出口壓力、溫度，井口油壓、套壓、溫度等數(shù)據(jù)；采氣期注采井壓力溫度監(jiān)測(cè)，包括產(chǎn)氣、油、水量，井口油壓、套壓、溫度等數(shù)據(jù)[8]。通過實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)常態(tài)化的動(dòng)態(tài)參數(shù)數(shù)據(jù)，及時(shí)掌握儲(chǔ)氣庫完整注采周期內(nèi)不同階段運(yùn)行狀況。

3.1.2 地層壓力監(jiān)測(cè)

由于Y 22儲(chǔ)氣庫尚無壓力監(jiān)測(cè)井，為及時(shí)掌握地下壓力參數(shù)變化，開展庫注采井實(shí)時(shí)壓力監(jiān)測(cè)跟蹤研究，以實(shí)現(xiàn)整個(gè)庫安全正常生產(chǎn)的壓力監(jiān)控。分別在注氣期、采氣期、平衡期采取生產(chǎn)測(cè)井方式進(jìn)行地層壓力(靜壓、流壓)測(cè)試，主要采用進(jìn)口CAN 2000型雙存儲(chǔ)式防硫電子壓力計(jì)及防硫鋼絲組合設(shè)備進(jìn)行專業(yè)測(cè)試。依據(jù)5口注采井實(shí)測(cè)地層壓力數(shù)據(jù)，推算Y 22儲(chǔ)氣庫“大吞大吐”注采運(yùn)行中地層壓力超壓或欠壓狀態(tài)，并依據(jù)實(shí)測(cè)井筒不同流體相態(tài)的壓力梯度和溫度梯度折算油氣水界面位置，是解決庫注采不平衡和采氣強(qiáng)度不足并預(yù)防水侵水錐問題的重要途徑之一，有效保障該庫良性注采循環(huán)。

3.1.3 流體性質(zhì)監(jiān)測(cè)

對(duì)Y 22含硫化氫儲(chǔ)氣庫流體性質(zhì)的監(jiān)測(cè)，關(guān)鍵在于對(duì)井流物中硫化氫含量是否超標(biāo)的監(jiān)測(cè)。在采氣期不同階段，主要從脫硫前后的外輸氣和外輸液樣品的實(shí)驗(yàn)室分析化驗(yàn)研究入手，重點(diǎn)對(duì)脫硫后氣體和液體組分中硫化氫的濃度是否超標(biāo)進(jìn)行綜合對(duì)比分析，一旦超標(biāo)應(yīng)及時(shí)調(diào)整庫注采井采氣量和脫硫塔內(nèi)脫硫藥劑量指標(biāo)[6]，為含硫化氫儲(chǔ)氣庫采出氣和采出液安全外輸提供數(shù)據(jù)支撐。同時(shí)，采出液中水相流體性質(zhì)的監(jiān)測(cè)可針對(duì)性地判斷底水活動(dòng)性并預(yù)防水侵水錐現(xiàn)象發(fā)生。流體性質(zhì)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)對(duì)于分析采氣期不同階段庫內(nèi)流體的分布和移動(dòng)規(guī)律具有一定參考意義。

3.2 優(yōu)化脫硫工藝裝填方式

脫硫工藝過程中的脫硫劑板結(jié)和泥化問題，已嚴(yán)重制約采出混合天然氣量外輸達(dá)標(biāo)。創(chuàng)新研究和應(yīng)用一種新的干法脫硫裝填技術(shù)，即“惰性瓷球+活性炭+脫硫劑”分層裝填方式(表3)，徹底終止了以往單裝氧化鐵脫硫劑的籠統(tǒng)裝填方式。在脫硫塔塔頂、塔底通過鋪墊瓷球，不僅起到支撐藥劑骨架的作用，還能有效防止塔內(nèi)藥劑遭受氣量波動(dòng)急劇偏流而導(dǎo)致反應(yīng)不充分的問題?；钚蕴恳蚓哂懈哓S度的孔隙結(jié)構(gòu)和優(yōu)良的吸附性能，且不與脫硫劑發(fā)生反應(yīng)，故選取與脫硫劑粒徑(直徑為4～6 mm)相當(dāng)?shù)幕钚蕴浚谒?nèi)采用分層鋪墊的形式，可達(dá)到脫除天然氣中液相油水的目的，并有效解決板結(jié)的問題，實(shí)現(xiàn)脫硫劑充分脫硫。脫硫劑實(shí)際平均硫容由不足10%(未用活性炭)上漲到20%(用活性炭)，滿足GB 17820-2018標(biāo)準(zhǔn)，脫硫效果顯著[2-3]。該裝填方式主要填充參數(shù)如下：(1)瓷球鋪墊于塔頂部與塔底部，用量為1∶2；(2)活性炭與脫硫劑呈現(xiàn)交替裝填，用量為1∶4;(3)累計(jì)裝填物高度達(dá)到9 694 mm。具體數(shù)據(jù)見表3。

3.3 完善注采井網(wǎng)以提高井控程度

在Y 22儲(chǔ)氣庫初設(shè)方案指標(biāo)分析基礎(chǔ)上，針對(duì)該庫基本達(dá)容不達(dá)產(chǎn)及氣藏東部采氣末期天然氣中硫化氫含量較高的運(yùn)行現(xiàn)狀，根據(jù)Y 22潛山氣藏特征，按照建庫注采氣井均勻部署、一套層系建設(shè)的原則，建議在氣藏東部構(gòu)造中高部位補(bǔ)充新鉆井2口，結(jié)合歷史動(dòng)態(tài)運(yùn)行和試井資料，預(yù)估單井產(chǎn)氣42×104m3/d，工作氣量約1×108m3。調(diào)整原則：(1)優(yōu)選有效儲(chǔ)集層相對(duì)發(fā)育的層位和區(qū)域布井，保證鉆井成功率；(2)考慮單井控制庫容量及完鉆井空間展布，井距控制在250～300 m；(3)新鉆井為定向井，設(shè)計(jì)井深3 050 m左右，避水高度120～140 m；(4)新井投產(chǎn)先采氣后注氣。通過完善井網(wǎng)控制程度，提高該庫工作氣量和原始地層濕氣硫化氫置換率，推動(dòng)庫運(yùn)行效率提升。

表3 塔內(nèi)填充物情況

3.4 底水水淹方案優(yōu)化

3.4.1 出水特征及水體活躍性

通過對(duì)Y 22氣藏整體生產(chǎn)中的動(dòng)態(tài)資料剖析，獲知?dú)獠氐姿w活動(dòng)性小，呈現(xiàn)局部水體較活躍特征。據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)分析，Y 22氣藏試采期間地層壓力由31.35 MPa降至26.70 MPa，在壓降達(dá)4.65 MPa的情況下，氣藏整體并未發(fā)生底水沿高角度裂縫系統(tǒng)上竄，表明底水整體活動(dòng)性小。該氣藏改建儲(chǔ)氣庫后，兩口試采井生產(chǎn)井段(分別為3 081～3 187 m、3 019～3 173 m)均接近氣藏原始?xì)庖航缑?3 190 m)，試采中產(chǎn)水量一直較小,且隨地層壓力降低產(chǎn)水量未有明顯增加趨勢(shì)，僅H 2-1井于2016年冬季采氣期開井就水淹停產(chǎn)，反映出局部區(qū)域底水較活躍[3-4]。

3.4.2 零背壓放噴排液

為滿足冬季Y 22儲(chǔ)氣庫保供調(diào)峰需求，采取“零背壓放噴排液”的方式[3-4]，實(shí)現(xiàn)水淹井正常開井生產(chǎn)。在采氣初期，優(yōu)先開H 2-1井，現(xiàn)場(chǎng)通過利用較高地層壓力，采用“地面系統(tǒng)零背壓放噴排液”的方式，促進(jìn)H 2-1井井底積液排出。在2017年11月采氣運(yùn)行中，井口油壓由開井初期的24.4 MPa快速下降至1.3 MPa后，緩慢上漲至19.1 MPa，8 d內(nèi)累產(chǎn)液1 091 m3，產(chǎn)氣能力恢復(fù)到22.6×104m3/d，采氣能力被激活。采氣期該井階段采氣3 198×104m3，成功恢復(fù)了工作氣量[3-4]。

3.5 配注配產(chǎn)運(yùn)行方案建議

3.5.1 運(yùn)行方案依據(jù)

受儲(chǔ)氣庫季節(jié)應(yīng)急調(diào)峰屬性影響[9-11]，配注配產(chǎn)本著遵循上級(jí)指令原則靈活配置于各注采井。注采期間，主要依據(jù)單井的構(gòu)造位置、生產(chǎn)層位試井資料(物性參數(shù)、無阻流量、流體運(yùn)移半徑等)、注采剖面測(cè)試結(jié)論的差異性[12-14]，并充分結(jié)合以往各注采井多周期注采數(shù)據(jù)、采出天然氣中硫化氫質(zhì)量濃度及井筒壓力及氣水界面情況，進(jìn)行差異性配注配產(chǎn)(如高注低采、低注高采、全注全采)現(xiàn)有各注采井注采氣量。關(guān)于采氣期采出液的問題，應(yīng)加強(qiáng)不同采氣階段單井液量計(jì)量和脫硫[15-16]。為預(yù)防采氣期不同階段水侵、水錐發(fā)生，應(yīng)提前編制防底水影響采氣預(yù)案，主要依據(jù)單井最大攜液量指標(biāo)、實(shí)際單井采出水量的大小和相關(guān)取樣化驗(yàn)，并結(jié)合井筒壓力梯度變化進(jìn)行合理調(diào)配單井產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)科學(xué)配產(chǎn)與生產(chǎn)運(yùn)行。此外，應(yīng)加快完善注采井網(wǎng)中新井位參數(shù)研究與鉆完井投產(chǎn)步伐，以盡快推動(dòng)庫達(dá)容達(dá)產(chǎn)高效運(yùn)行。

3.5.2 提高運(yùn)行開井率及時(shí)率

儲(chǔ)氣庫注采井及閑置井作業(yè)、注氣壓縮機(jī)設(shè)備維護(hù)保養(yǎng)應(yīng)盡量安排在平衡期，以提高庫運(yùn)行開井率及時(shí)率。特別強(qiáng)化采氣期前采氣流程維護(hù)與采氣設(shè)備保養(yǎng)，依據(jù)配產(chǎn)指標(biāo)，配足脫硫藥劑量，做到脫硫工藝裝填方式與兩套脫硫塔裝置切換運(yùn)行協(xié)調(diào)及時(shí)，縮短脫硫藥劑更換周期，實(shí)現(xiàn)所有注采井采氣過程中采出氣外輸達(dá)標(biāo)。一旦有應(yīng)急調(diào)峰需求，應(yīng)充分考慮上調(diào)采氣量生產(chǎn)過程中底水水侵水錐影響，加密單井采出液計(jì)量，產(chǎn)水量計(jì)算，采氣期流壓流溫監(jiān)測(cè)、水性質(zhì)分析等，盡力保證庫運(yùn)行開井率100%，注采滿時(shí)率。

4 結(jié) 論

通過對(duì)Y 22含硫化氫地下儲(chǔ)氣庫多周期注采運(yùn)行動(dòng)態(tài)跟蹤分析，認(rèn)為該庫達(dá)容達(dá)產(chǎn)運(yùn)行主要影響因素包括：

(1)受原始?xì)獠刂辛蚧瘹錃怏w含量較高先天條件影響，該庫雖已經(jīng)歷10個(gè)注采周期運(yùn)行，但是采氣末期采出天然氣中硫化氫質(zhì)量濃度仍然較高，尤其是在該氣藏東部采出天然氣中硫化氫質(zhì)量濃度超過1 000 mg/m3，嚴(yán)重制約采出氣外輸達(dá)標(biāo)，是達(dá)產(chǎn)緩慢的根本影響因素。

(2)配套的脫硫工藝裝填方式缺陷也是制約庫達(dá)產(chǎn)運(yùn)行影響因素之一。

(3)注采循環(huán)輪次及采氣強(qiáng)度不足。

(4)注采井網(wǎng)不完善，控制程度低。

(5)局部底水錐進(jìn)造成注采井水淹停產(chǎn)。

針對(duì)上述影響因素，提出針對(duì)加密動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)、優(yōu)化脫硫工藝裝填方式、完善注采井網(wǎng)、“零背壓放噴排液”的方式恢復(fù)水淹井產(chǎn)能以及配產(chǎn)配注方案相關(guān)建議，以盡快推動(dòng)該庫實(shí)現(xiàn)達(dá)容達(dá)產(chǎn)高效運(yùn)行。